考虑开关设备和馈线自动化模式的配电网弹性评估方法

李志,余绍峰,彭佳盛,杨游航,方徐康,文云峰

(1.浙江华电器材检测研究院有限公司,杭州市 310000;2.湖南大学电气与信息工程学院,长沙市 410000)

0 引 言

随着全球气候不断变化,极端灾害事件日益频发,电力系统安全稳定运行受到严峻挑战[1-3]。配电网具有独特的拓扑结构和运行特性,相较于输电网更容易受到极端自然灾害的影响,配电网在极端灾害事件下的应对能力近年来受到了国内外广泛关注[4-8]。弹性是衡量系统在极端灾害或严重故障情况下,通过改变自身状态以减少故障持续过程中的系统损失,并在故障结束后尽快恢复到正常状态的能力[9-11]。配电网的弹性评估主要针对极端灾害或严重故障事件下配电系统对扰动的预防、抵御以及快速恢复能力进行评估[12]。

目前,国内外针对极端灾害情况下的配电网弹性评估已开展了诸多研究。弹性评估指标体系层面,文献[13-14]兼顾配电网拓扑结构和运行过程,构建了综合考虑脆弱性和恢复力的弹性指标;文献[15]根据我国城市配电网的实际情况,建立了一套涵盖预防阶段、渗透阶段和恢复阶段的城市弹性配电网评估指标体系。弹性评估方法层面,文献[16]计算实际系统功能曲线的缺额面积,定性分析不同场景下的弹性水平;文献[17]和[18]分别利用弹性三角形模型和弹性梯形模型实现弹性指标的构建和评估;文献[19]考虑台风灾害,提出了一种考虑网架重构和灾区复电过程的配电网抗台风韧性评估模型;文献[20]同时考虑多种灾害,提出多种极端灾害共同作用的电网弹性计算方法。上述文献均将各种开关等配电自动化开关设备考虑为即开即断的理想状态,缺少对开关设备动作逻辑过程的详细分析,未将开关设备和馈线自动化影响纳入配网弹性整体评估流程之中。

近年来,我国配电自动化建设与应用已经取得了较大发展[21]。然而,当前我国城市配电自动化建设仍然存在调控运行支撑不足、状态感知能力有待增强等问题,配电网故障快速处置和负荷灵活转供能力有待提升[22]。此外,一些地市中压配网设备自动化终端覆盖率低,低压配网透明化处于起步阶段,台区和低压停电感知能力不足,台区重复停电和居民频繁停电问题突出。在“双碳”目标及新型电力系统构建背景下,未来配电网仍需大力推进配电自动化建设,以切实保障民生供电[23]。

配电自动化作为配电网弹性提升的重要手段,在大规模故障发生后的瞬间,能够实现故障区域的精准定位与隔离[24],并快速恢复非故障区域的正常运行,为负荷的持续供电提供有力支撑。但配电自动化的接入无疑增加了配电网拓扑和运行方式的复杂性[25],不同配电开关设备接入数量和不同馈线自动化模式下非故障区域会出现不同的失电表现,对配电网弹性水平具有不同程度的影响。现有研究缺乏配电自动化接入情况对配电网极端灾害应对能力的量化评估,配电自动化开关设备和不同馈线自动化模式对大范围故障恢复的影响尚未得到充分考虑。

针对现有研究的不足,本文提出一种考虑开关设备和馈线自动化模式的配电网弹性评估方法,可为指导配电开关设备和馈线自动化模式的建设选型提供参考依据。首先,建立分块-断路器关联矩阵,利用配电开关设备的开断组合,确定不同馈线自动化模式下的动作逻辑过程和负荷变化情况;其次,构建考虑开关设备和馈线自动化模式的配电网弹性评估指标体系,分析不同馈线自动化模式参与下的系统失负荷情况,获取各场景配电网系统功能曲线,提出考虑开关设备和馈线自动化模式的弹性评估流程;最后,通过改进的IEEE-33节点配电网算例验证所提方法的有效性,揭示开关设备和馈线自动化模式配置情况对系统弹性水平的影响。

1 开关设备及馈线自动化模式动作逻辑分析

开关设备作为配电自动化的基础,在大规模故障发生后,能有效实现故障隔离、限制故障范围,保证非故障区域正常供电[26]。本文着重研究断路器和联络开关2种“三遥”开关设备对配电网弹性水平的影响。通过梳理配电开关设备动作逻辑过程,厘清不同馈线自动化模式下开关设备的开断次序,明确不同馈线自动化模式动作过程中非故障区域的失电情况,比较不同馈线自动化模式下配电网遭遇极端灾害事件的抵御与快速恢复能力。

1.1 分块-断路器关联矩阵的建立

对于含有断路器的配电网来说,线路故障导致前向搜索断路器跳闸,由于配电网部分线路有相同的前向搜索断路器,可对配电网进行分块处理,建立系统的分块-断路器关联矩阵,从而简化馈线自动化模式动作逻辑分析过程。

图1所示的简单配电系统共有11个节点、3个断路器,分别位于节点1与上级配电网之间、节点4—5之间和节点9—10之间。可根据断路器位置将配电网分为4块,每一分块中所有线路的上游断路器均相同。正常运行时,断路器处于闭合状态;故障发生时对应断路器断开,例如节点10与节点11之间线路发生故障,则节点9和节点10之间的断路器断开;节点2—3发生故障,则节点1与上级配电网之间断路器断开。

图1 简单配电系统分块示意图Fig.1 Block diagram of simple power distribution system

假设某配电网含有N个断路器,配电网共根据断路器位置分为M块,将分块后的每个区域视为新的节点,将开关设备所在线路视为分块间的联络线路,可建立分块-断路器关联矩阵H来表示配电网中每个分块与其上游断路器的对应关系,矩阵H的行数和列数分别为N和M。若分块n的上游断路器为断路器m,则关联矩阵H中元素Hmn=1,否则Hmn=0。图1所示配电网的分块-关联矩阵可表示为:

(1)

H12=H23=H34=1表示断路器1、2、3分别为分块2、3、4的上游断路器,分块2发生故障,断路器1跳闸;分块3发生故障,断路器2跳闸;分块4发生故障,断路器3跳闸。

1.2 不同馈线自动化模式的动作逻辑分析

同一个配电网系统在面对多次相同故障情况时,开关设备的最终状态一致,故系统最终结果层面的弹性指标也相互统一。然而,不同动作过程中非故障区域会出现不同的失电表现。因此,有必要对不同馈线自动化模式进行动作逻辑分析,评估不同馈线自动化模式过程层面的弹性水平,描述不同馈线自动化模式配电网应对极端灾害事件的能力。

馈线自动化是利用自动化装置或系统,监视配电网的运行状况,及时发现配电网故障,进行故障定位、隔离和恢复对非故障区域的供电[27-29]。馈线自动化按信息处理方式分为集中型、就地重合式和智能分布式[30]。3种馈线自动化模式在供电区域、网架结构和特点方面具有较大差异,其对比如表1所示。

表1 馈线自动化模式对比Table 1 Feeder automation scheme comparison

本文着重对集中型馈线自动化、电压时间型就地重合式馈线自动化、速动型智能分布式馈线自动化3种馈线自动化模式进行动作逻辑分析,研究其对配电网弹性水平的影响,为馈线自动化模式的建设选型提供理论与技术支持。

线路接线结构如图2所示,以装设2个断路器、1个联络开关的线路接线结构为例,分析3种不同馈线自动化模式的动作过程,推导不同模式下非故障区域的各负荷节点停电时长。

图2 线路接线结构Fig.2 Line connection structure

1)集中型馈线自动化。

集中型馈线自动化模式在故障发生后,将故障信息上传至主站,根据主站的判断进一步控制开关设备的开断,实现故障定位、隔离和非故障区域的恢复。以图2为例,当故障K1发生时,断路器1断开,终端将故障信息上传至主站,主站经过信息处理实现故障定位,并断开分段开关FS13和FS14实现故障隔离,最后闭合联络开关LS1实现非故障区域负荷L15的供电。在该模式下,具体负荷的停电时长为:

(2)

式中:Ωup、Ωdown分别为故障上游节点和故障下游节点集合;Tz、Td分别为主站信息处理时间和断路器重合时间;Tl,i为第i个联络开关的重合时间。

2)电压时间型就地重合式馈线自动化。

电压时间型就地重合式馈线自动化主要通过断路器、分段开关和联络开关的动作配合实现故障隔离和非故障区域的恢复。以图2为例,当故障K1发生时,断路器1断开,经过断路器1合闸时间后,断路器重新合闸,FS11、FS12和FS13分别经过对应合闸时间实现合闸,FS13合闸瞬间断路器1再次断开,FS13闭锁,断路器1、FS11和FS12在经历各自合闸等待时间后再次合闸,实现故障上游非故障区域的供电,断开FS14、闭合LS1,实现故障下游的非故障区域供电恢复。该模式下各节点负荷停电时长为:

(3)

式中:Tf,i为第i个分段开关重合时间;Tf,k为故障上游最近一个分段开关合闸时间。

3)速动型智能分布式馈线自动化。

该模式是指故障发生后断路器未断开,仅依靠终端之间的相互通信即可实现非故障区域的隔离。以图2为例,当故障K1发生时,断路器无需断开,仅依靠终端之间的互相通信即可断开FS13和FS14,实现故障区域的隔离,进一步闭合LS1实现故障下游非故障区域负荷的复电。在该模式下,非故障区域只有故障下游负荷出现停电情况,且故障下游负荷停电时长为:

Ti=∑Tl,i,i∈Ωdown

(4)

2 配电网弹性评估方法

2.1 弹性评估指标

为评估开关设备及馈线自动化模式接入情况对配电网弹性水平的影响,本文从宏观结果和微观过程2个角度着手,宏观结果层面指标描述配电网系统在遭遇极端灾害事件后的最终表现,微观过程层面指标揭示配电网系统在遭遇极端灾害事件中的配电自动化动作能力,构建多维度弹性评估指标体系,对配电网系统在遭遇极端灾害事件中配电自动化动作能力和遭遇极端灾害事件最终表现进行描述。

1)系统有功功率缺额量。

系统有功功率缺额量定义为无灾害情况下系统功能曲线与极端灾害情况下系统功能曲线的积分值之差。系统功能在本文中取为负荷值,该指标从结果层面揭示了遭遇极端灾害事件全过程中的负荷损失,体现了配电网整体的脆弱性,计算式为:

(5)

式中:IPD为系统有功功率缺额量;T0、T分别为遭遇极端灾害事件的初始时刻和最终时刻;QR(t)、Q1(t)分别为理想状态系统功能曲线和实际情况下功能曲线。

2)最大失负荷比例。

最大失负荷比例定义为故障最严重情况下的系统负荷量与未发生故障情况下的系统负荷量之比,该指标从结果层面描述了自动化接入的配电网在遭受故障情况下的系统坚韧性,计算式为:

(6)

式中:Ra为最大失负荷比例;ΩN为系统所有负荷节点集合;ΔPload,j为节点j的负荷有功功率损失量。

3)平均失负荷速度。

平均失负荷速度定义为失负荷总量与失负荷过程时间之比,该指标描述了系统在无法完全吸收灾害所造成的影响下失去负荷的速度,从结果层面体现了配电网的坚强性,计算式如下:

(7)

式中:VSLL为负荷损失速度;Te为失负荷过程持续时间。

4)非故障区重要负荷平均停电时长。

非故障区重要负荷平均停电时长定义为在馈线自动化的动作逻辑过程中,非故障区域重要负荷短暂的停电时长之和与非故障区域的重要负荷之比,该指标表征了馈线自动化实现故障隔离、非故障区域重要负荷恢复供电的效率,从过程层面体现不同馈线自动化模式对于弹性水平的影响作用,计算式为:

(8)

5)系统平均停电次数。

系统平均停电次数定义为在馈线自动化的动作逻辑过程中,系统所有节点停电次数与节点数之比,该指标表征了每个由系统供电的用户在馈线自动化的动作逻辑过程中所遭受到的平均停电次数,从过程层面体现不同馈线自动化模式对于弹性水平的影响作用,计算式为:

(9)

式中:Tai为系统平均停电次数;T为时刻数;N为系统负荷节点总数。

6)分布式电源发电损失量。

分布式发电损失量定义为所有时刻的分布式发电因为系统故障损失的发电量之和,该指标从过程层面揭示了配电自动化开关设备处理故障过程中的分布式发电运行情况,计算式为:

(10)

2.2 考虑开关设备和馈线自动化模式的配电网弹性评估流程

本文所提出的考虑开关设备和馈线自动化模式的配电网弹性评估流程如图3所示,具体包含以下步骤:

图3 考虑开关设备和馈线自动化模式的配电网弹性评估流程Fig.3 Flow chart of resilience evaluation considering switchgear and feeder automation modes

步骤1：输入配电网基础数据和故障信息,配电网基础数据包括拓扑结构、负荷和支路参数等,故障信息包括故障支路以及故障发生时刻。

步骤2：根据断路器位置对配电网进行分块,建立系统的分块-断路器关联矩阵,明确不同分块发生故障时断路器的响应,简化配电网配电自动化动作逻辑分析过程。

步骤3：基于故障信息,在步骤2的基础上断开故障分块对应的断路器,实现故障的隔离,进一步分析联络开关在非故障区域供电恢复阶段的动作情况,完成故障情况下的开关设备开断情形分析。

步骤4：分析不同馈线自动化模式下配电自动化开关设备的动作逻辑过程,明晰不同馈线自动化模式在故障恢复过程中实现故障隔离、非故障区域恢复供电的范围,基于式(2)、(3)、(4)分别计算集中型馈线自动化、电压时间型就地重合式馈线自动化、速动型智能分布式馈线自动化3种馈线自动化模式动作过程中的各负荷失电时长。

步骤5：对所有时刻进行仿真,获取负荷状态曲线,从微观过程、宏观结果2个层面开展多维度弹性指标计算,基于式(5)—(10)确定不同馈线自动化模式下系统有功功率缺额量、最大失负荷比例、平均失负荷速度、非故障区重要负荷平均停电时长、系统平均停电次数和分布式电源发电损失量,综合评估配电网弹性水平。

3 算例分析

3.1 算例概况

基于改进的IEEE-33节点配电网验证所提方法对于评估配电自动化接入情况对配电网弹性影响的有效性。改进的IEEE-33节点配电网拓扑结构如图4所示。

图4 改进的IEEE-33节点配电系统拓扑Fig.4 Modified IEEE 33-bus distribution system topology

在该算例中,总有功负荷为3.715 MW,节点3、5、14、22、28为重要负荷节点,其余为普通负荷节点。在节点23处接入额定容量为300 kW的风力发电装置;在节点4、13均接入微型燃气机组,额定容量分别为500 kW和600 kW;在节点8、22分别接入额定容量均为550 kW的光伏发电装置,光伏发电装置与风力发电装置在系统发生故障后会脱网运行,微型燃气机组在故障后能继续与系统保持联系。

测试系统含有断路器9个,接入位置由图中的×表示,分块-断路器模型如图5所示。根据断路器位置将测试系统共分为9块,联络开关3个,分别位于节点25与节点32之间、节点18与节点33之间和节点13与节点22之间,断路器的合闸时间为5 s,联络开关闭合时间为7 s,主站信息处理时间为2 min。

图5 算例系统分块图Fig.5 Block diagram of the test system

配电网的分块-关联矩阵为:

(11)

由分块-关联矩阵可知,每一个分块对应的前向断路器为与分块序号相同的断路器,即当分块m发生故障时,断路器m断开。

场景取为极端台风天气影响下配电网发生大规模故障,02:00:节点10—11之间线路出现故障;03:00:节点6—7之间线路出现故障;04:00:节点19—20之间线路出现故障;05:00:节点30—31之间线路出现故障,06:00开始对故障线路进行修复,每个时刻仅修复一条线路,故障线路修复顺序与线路故障顺序一致。

3.2 算例结果分析

3.2.1 开关设备对配电网弹性水平的影响

分别设置配电网中不含自动化设备、仅含断路器和含断路器及联络开关的3种场景,并进行分析计算,评估开关设备接入情况对配电网弹性水平的影响。

图6为3种情况下的配电网功能曲线,纵坐标代表配电网未失电的负荷有功功率值,横坐标代表时间。01:00—05:00时段出现线路故障,部分负荷出现失电现象,系统功能曲线呈现下降趋势,从05:00开始故障线路逐步被修复,系统功能曲线出现回升,因此3种场景下的系统功能曲线均呈现先减小后增大的趋势。从图6可以看出,不含配电自动化开关设备的场景各时刻的系统功能均最小,仅含断路器场景居中,含断路器和联络开关场景的曲线各时刻系统功能最大,整体曲线位于最上方。

由不同开关接入数量场景系统功能曲线计算得到3种场景下的相关弹性指标如表2所示。

表2 不同开关接入场景弹性指标计算结果Table 2 Results of resilience index in scenarios with different switches

对比无配电自动化开关设备场景和有配电自动化开关设备场景可知,无配电自动化开关设备接入场景系统有功功率缺额为26.005 MW·h,场景2(仅含断路器)中断路器的接入将系统有功功率缺额减小为12.495 MW·h,场景3(含断路器和联络开关)的系统有功功率缺额为9.545 MW·h,说明配电自动化开关设备的接入能够有效减小极端事件带来的系统功率缺额,提升配电网应对极端事件的弹性水平。同时,场景1(无配电自动化开关设备)的最大失负荷比例为100%,而含有配电自动化开关设备的2个场景(场景2和场景3)的最大失负荷比例为69.9%,说明配电自动化开关设备的接入能够有效减小最大失负荷比例,场景2和场景3的最大失负荷比例均为69.9%,这是因为极端灾害导致在多个时刻均发生了线路断开的大规模故障,就本算例情形而言,最大失负荷比例已经达到了不可避免的69.9%,就平均失负荷速度指标而言,场景1、2、3的计算结果分别为3.715、0.865、0.649 MW/h,说明配电自动化开关设备的接入也能有效减小平均失负荷速度,提高极端事件下配电网的坚韧性。对比场景2和场景3的系统有功功率缺额弹性指标计算结果可知,由于联络开关能够实现系统故障情况下负荷的转供,因此其接入能够有效地减小系统有功功率缺额,提高配电网的极端事件应对能力。

3.2.2 馈线自动化模式对配电网弹性水平的影响

分析集中型馈线自动化、电压时间型就地重合式馈线自动化、速动型智能分布式馈线自动化3种馈线自动化模式对配电网弹性水平的影响,相关弹性指标计算结果如表3所示。

表3 不同馈线自动化模式弹性指标计算结果Table 3 Results of resilience index of different feeder automation modes

模式1(集中型馈线自动化模式)由于存在一个分钟级别的主站信息处理时间而导致系统在多次故障情况下非故障区域停电总时间为260 s;模式3(速动型智能分布式馈线自动化模式)可以直接通过终端的通信达到非故障区域的供电,因此在该模式多次故障情况下非故障区域停电总时间仅为11.5 s;模式2(电压时间型就地重合式馈线自动化)需要多次对开关进行重合,多次故障情况下非故障区域负荷平均停电总时长为51.5 s。对比3种模式的非故障区域负荷平均停电总时长可知,模式3在故障恢复过程中能够最小程度地影响非故障区域的供电,模式2次之,模式1会对非故障区域的负荷供电造成较大的影响;模式1和模式3场景下的系统平均停电次数均为0.42次,模式2的系统平均停电次数为0.84次,这是由于模式2会出现多次重合闸而导致多次短暂停电的缘故。对比3种模式下的分布式发电损失量可知,模式3不存在损失量,能够最大程度减小分布式电源发电的损失量;模式1最大,为61.4 MW·h;模式2居中,其分布式电源发电损失量为6.4 MW·h。弹性指标的计算结果表明对于3种馈线自动化模式,速动型智能分布式馈线自动化模式下配电网应对极端事件的能力最佳,集中型馈线自动化模式比电压时间型就地重合式馈线自动化的停电次数更少,而其他2个弹性指标均表现最差,因此集中型馈线自动化模式下配电网弹性水平最差,电压时间型就地重合式馈线自动化模式下配电网应对极端事件的能力在3种模式中处于中间水平。

4 结 论

为评估开关设备和不同馈线自动化模式对配电网弹性水平的影响,本文提出了一种考虑开关设备和馈线自动化接入情况的配电网弹性评估方法。主要结论如下:

1)所提弹性评估方法考虑了配电自动化配置情况的影响,分析了开关设备接入和馈线自动化模式的动作逻辑过程,能够更加真实地反映配电网遭遇极端灾害事件后短期运行状态(如非故障区域负荷停电时长、系统平均停电次数)。

2)2种开关设备的接入能够有效实现故障区域的隔离、非故障区域的供电恢复,断路器的接入可以有效减小系统最大失负荷比例,联络开关的接入能够减小系统遭遇极端事件时的平均失负荷速度,提高极端事件下配电网的坚韧性。

3)不同馈线自动化模式下的设备动作次序导致非故障区域短暂停电时长存在差别,就本文研究的3种馈线自动化模式而言,速动型智能分布式馈线自动化对弹性水平的提升作用最大,集中型馈线自动化促进作用最弱。

本文提出的考虑开关设备和馈线自动化模式的弹性评估方法对于极端灾害事件下配电网弹性精准评估具有重要意义,如何将分布式电源接入对配电自动化的影响纳入考虑、进一步制定合理经济的配电自动化配置方案等弹性提升措施是下一阶段的研究方向。